Markt- und Systemveränderung seit 2022
Der deutsche Erdgasmarkt hat sich seit 2022 grundlegend verändert. Der Wegfall russischer Pipeline-Lieferungen wurde durch den Ausbau neuer Importstrukturen – insbesondere LNG – sowie höhere Lieferungen aus Norwegen, den Niederlanden und Belgien kompensiert. Deutschland wird damit zunehmend Teil eines LNG-geprägten Marktes mit globalen Abhängigkeiten. Diese neue Marktstruktur stellt die Versorgungssicherheit vor andere, teilweise größere Herausforderungen als im früheren, pipelinebasierten System.
Der Winter 2025/2026 hat diese veränderten Rahmenbedingungen deutlich gemacht. Zwar war er nach Daten des Deutschen Wetterdienstes insgesamt erneut überdurchschnittlich mild, eine ausgeprägte Kälteperiode im Januar führte jedoch zu hohen Leistungsanforderungen an das Gasversorgungssystem. Die Winterbedarfsspitze lag bei rund 6 TWh pro Tag. Gleichzeitig konnten Importe nach Deutschland unter realistischen netztechnischen Bedingungen maximal rund 3 TWh pro Tag beitragen. In Spitzenzeiten mussten daher über 50 Prozent der Versorgung aus den Gasspeichern gedeckt werden.
Rolle von Importen und Speichern im Winter 2025/2026
Die deutschen Speicher gingen mit vergleichsweise niedrigen Füllständen in den Winter. Zum 1. November 2025 lag der Füllstand bei 75,1 Prozent. Aufgrund der frühen Kälteperiode und im Vergleich zum Vorjahr gestiegener Exporte leerten sich die Speicher bereits ab Mitte November stark. Zeitweise wurden über 3 TWh pro Tag ausgespeichert. Die deutsche Speicherlandschaft trug damit maßgeblich zur Stabilisierung des Systems bei, während der maximale Beitrag der inländischen LNG-Terminals selbst bei Vollauslastung bei lediglich 8,5 Prozent der täglichen Einspeisemenge lag.
Die niedrigen Speicherfüllstände führten zudem zu erheblichen transporttechnischen Herausforderungen. Ausspeicherungen verlagerten sich verstärkt auf ungünstiger gelegene Speicher, wodurch die West-Ost- und Nord-Süd-Transportrichtungen über Wochen hinweg überdurchschnittlich stark beansprucht wurden. Zur Sicherstellung des Netzbetriebs mussten Reserve-Verdichter aktiviert und Engpasssituationen durch ein intensives, abgestimmtes Engpassmanagement der FNB beherrscht werden.
Die Versorgungssicherheit konnte auch dank dieser Maßnahmen jederzeit gewährleistet werden. Im Februar führte das weiter sinkende Füllstandsniveau zu einer spürbar reduzierten verfügbaren Ausspeicherleistung. Zur Entlastung, insbesondere im Süden, trugen Importe aus Frankreich sowie die vergleichsweise gut gefüllten österreichischen Speicher bei. Eine zusätzliche Kälteperiode zu diesem Zeitpunkt hätte das System jedoch deutlich stärker belastet.
Parallel dazu verschlechterten sich die wirtschaftlichen Rahmenbedingungen für die Wiederbefüllung der Speicher. Die Gaspreise lagen Ende März um 64 Prozent über dem Niveau zu Winterbeginn. Der üblicherweise positive Sommer-Winter-Spread fiel zeitweise ins Negative, insbesondere während der geopolitischen Eskalation im ersten Quartal 2026. Damit wurde deutlich, wie anfällig das bisherige, nahezu ausschließlich marktbasiert organisierte System der Speicherbefüllung gegenüber exogenen Schocks geworden ist.
Vor diesem Hintergrund zeigen die Erfahrungen des Winters 2025/2026 klar: LNG-Importe und Gasspeicher sind keine substitutiven, sondern komplementäre Instrumente der Versorgungssicherheit. LNG stellt eine notwendige Netto-Lieferquelle dar, unterliegt jedoch globalen geopolitischen, logistischen und marktlichen Risiken sowie längeren Reaktionszeiten. Gasspeicher hingegen ermöglichen die saisonale Strukturierung des Verbrauchs, die Abdeckung kurzfristiger Bedarfsspitzen und die Absicherung gegen Lieferausfälle. Ihre unmittelbare Verfügbarkeit und hohe Leistungsfähigkeit machen sie zum zentralen Stabilitätsanker des Systems.
Gleichzeitig ist absehbar, dass die in der Vergangenheit verlässlichen Anreize zur Speicherbefüllung über Preissignale künftig nicht mehr ausreichen werden. Die zunehmende Bedeutung von LNG, der Wegfall pipelinegebundener Bandlieferungen und höhere geopolitische Risiken verändern dauerhaft die Marktmechanik.
Kombinationsmodell Versorgungssicherheit Erdgas als Lösungsvorschlag
Vor diesem Hintergrund schlagen die Fernleitungsnetzbetreiber ein Kombinationsmodell Versorgungssicherheit Erdgas zur Sicherstellung der Gasversorgung vor, das zwei Instrumente miteinander verbindet:
- eine speicherbasierte Sicherheitsreserve von 24 TWh, die ganzjährig vorgehalten und dem Markt entzogen wird, um das System gegenüber exogenen Schocks abzusichern, sowie
- eine Lieferantenverpflichtung von 63 TWh zum Stichtag 1. Februar, mit der die für Lastspitzen und die reguläre Versorgung notwendige Ausspeicherleistung marktseitig abgesichert wird.
Das Kombinationsmodell ist gezielt auf die unterschiedlichen Absicherungsbedarfe zugeschnitten.
Es stärkt die Eigenverantwortung der Marktteilnehmer, begrenzt staatliche Eingriffe auf das notwendige Maß und vermeidet marktverzerrende Effekte. Durch die gegenläufige Wirkung beider Instrumente kann insbesondere dem Speicherparadoxon entgegengewirkt und die Marktneutralität gewahrt werden.
Mehr erfahren: Zum Versorgungssicherheitsbericht der deutschen Fernleitungsnetzbetreiber